Kluczowy moment dla rynku gazu w Polsce i Europie ^Wyróżniony

Liberalizacja rynku gazu trwa – jak ocenić jej dotychczasowy przebieg w kilku słowach?

Ireneusz Łazor: Start giełdowego handlu gazem w grudniu 2012 r. w Polsce był pierwszym z kilku etapów na drodze do pełnej liberalizacji tego rynku. Kolejny ważny krok to wejście w życie we wrześniu 2013 r. tzw. obligo giełdowego, czyli obowiązku sprzedaży paliwa przez giełdę – w 2013 r. w wysokości 30 proc., w 2014 r. – 40 proc, a od 2015 r. – 55 proc. Równolegle niezbędne jest stworzenie mechanizmów pozwalających na uczestnictwo w rynku po stronie kupujących oraz rozbudowa infrastruktury gazowej – nowe gazociągi, interkonektory i terminal LNG.

Gdy uwalniano w Polsce rynek energii m.in. poprzez obligo giełdowe, zadbano jednocześnie o stronę popytową i rozwiązano kontrakty długoterminowe. Na rynku gazu wciąż one obowiązują. Gdyby ich nie było albo gdyby były częściowo rozwiązane i umożliwiały realizację dostawy w punkcie wirtualnym (możliwość odsprzedaży gazu przez klienta) strona popytowa miałaby możliwości skorzystania z niższych cen paliwa. Warto podkreślić, że ceny gazu na polskiej giełdzie podążają za rozwiniętymi rynkami europejskimi.

Obecna strategia PGNiG realizacji obligo poprzez sprzedaż detaliczną, odmiennie niż to miało miejsce w przypadku energii elektrycznej, gdzie postawiono na największych odbiorców, jest w tej sytuacji pierwszym dobrym krokiem do budowy konkurencyjnego rynku gazu. Kolejne to uwolnienie cen z regulacji. wdrożenie decyzji UOKiK w sprawie umów z odbiorcami oraz zmiana lub zniesienie rozporządzenia w sprawie dywersyfikacji dostaw.

Czego brakuje polskiej giełdzie gazowej w porównaniu z wzorcową – brytyjską? Jakie czynniki są zależne od nas a jakie niezależne?

Giełda Brytyjska jest płynna, ponieważ działa w systemie przesyłowym zapewniającym wiele źródeł dostaw, z różnych kierunków i od wielu dostawców. Polski operator dopiero buduje nowe źródła gazu takie jak terminal LNG w Świnoujściu, interkonektory. Projektowane są także nowe połączenia międzysystemowe zmieniające tradycyjny kierunek pozyskania gazu ze wschodniego na północny i południowy – korytarz Północ-Południe. Rynek gazu jest rynkiem infrastrukturalnym – więc najważniejsze obszary do rozwoju zależne od nas to rozbudowa krajowej infrastruktury gazowej. Inwestycje te są realizowane przez Polskie LNG i Gaz-System. W przypadku połączeń międzysystemowych realizacja planowanych inwestycji zależy również od sąsiadujących z nami operatorów systemów przesyłowych.

MSP nie chce cofać PGNiG z giełdy? Czy rozdział spółki na część giełdową i niegiełdową byłby jakimś rozwiązaniem?

Patrzę na to zagadnienie w szerszym kontekście bezpieczeństwa energetycznego – bo to jest główna przyczyna trwającej dyskusji. Moim zdaniem podejmowanie decyzji w stosunku do jednego podmiotu, wprawdzie największego, nie spowoduje, że nagle proces budowy bezpiecznego, konkurencyjnego rynku gazu przyspieszy. Tutaj potrzebujemy wielu zmian regulacyjnych, infrastrukturalnych i również współpracy międzynarodowej. Uważam, że budowa regionalnego rynku to także szansa dla PGNiG na rozwój multienergetycznej oferty i umacnianie silnej pozycji w regionie.

Czy w obliczu kryzysu ukraińskiego czynnik geopolityczny jest brany pod uwagę w planach rozwoju giełdy gazowej w Polsce? Jeśli tak, to w jaki sposób jest on uwzględniany?

Region Europy Środkowo-Wschodniej podąża za rozwiniętymi rynkami, ale bez infrastruktury nie można myśleć o integracji rynków i rozwinięciu wspólnych instrumentów handlowych. W tej integracji szczególną rolę może odegrać Polska. Jesteśmy największym rynkiem w naszej części Europy i rozwijamy infrastrukturę przesyłową zapewniającą możliwości pozyskania gazu z kierunków alternatywnych do Rosji, w tym terminal LNG umożliwiający przyjmowanie surowca z kierunku m.in. arabskiego, interkonektory zwiększające zdolności importowe na granicy z Niemcami, Czechami i Słowacją oraz gazociąg „Baltic pipe" łączący nasz kraj ze złożami gazu na Morzu Północnym. W najbliższym czasie zdolności pozyskania gazu z kierunków innych niż Rosja osiągną wielkość przekraczającą obecne krajowe zapotrzebowanie na import. Zwiększa to szanse naszych negocjatorów z Gazpromem. Plany inwestycyjne operatora gazowej sieci przesyłowej, pozwalają szacować możliwości importowe w 2015 r. na poziomie 23 mld m3/r przy zapotrzebowaniu kraju na import na poziomie ok. 13 mld m3. W 2023 r. to odpowiednio 38 mld m3/r przy zapotrzebowaniu kraju na import ok. 15 mld m3/r i ok. 20 mld m3rocznego zużycia.

Jednocześnie powinniśmy budować kompetencje regionalnej giełdy gazu, która ma tę przewagę nad innymi możliwościami handlu, że gwarantuje pełną transparentność informacji rynkowych, równe traktowanie wszystkich uczestników oraz anonimowość dotyczącą stron transakcji. Niebagatelne jest też bezpieczeństwo rozliczeń jakie daje uczestnikom izba rozliczeniowa. Budowa spójnego rynku pozwoli nie tylko na poprawę zdolności negocjacyjnych krajowych podmiotów kupujących gaz, ale również na dostarczanie go do krajów sąsiednich (po wybudowaniu połączeń Polska-Czechy i Polska-Słowacja). Zintegrowany rynek gazu krajów V4 osiągnie wielkość ok. 40 mld m3/r i pod względem wielkości będzie porównywalny do rynków europejskich. Mógłby być zatem równorzędnym partnerem w prowadzonych przez podmioty z Europy Zachodniej globalnych negocjacjach dotyczących dostaw gazu do Europy. Region Europy Środkowo-Wschodniej nie byłby już narażony na sytuację braku wyboru dostawcy paliwa. Czas potrzebny na powstanie takiego zintegrowanego regionalnego rynku gazu można określić na 5-6 lat.

Jakich nowych graczy na giełdzie gazu możemy się spodziewać? Czy wśród nich pojawią się wielkie firmy energetyczne z Zachodniej Europy?

Jak pokazują doświadczenia naszych sąsiadów – Słowaków i Czechów – możemy spodziewać się wejścia dużych zachodnich firm energetycznych na nasz rynek. Działanie poprzez giełdę jest prostsze niż poszukiwanie dużych kontraktów bilateralnych, przechodzenie przez proces taryfowy i przygotowywanie ofert. Jednak aby rynek stał się atrakcyjny dla dużych podmiotów, musi pojawić się kilka istotnych impulsów, które stworzą miejsce dla nowych wolumenów wykreowanych poprzez na przykład inwestycje w przemysł i energetykę gazową, wsparcie kogeneracji, czy uwolnienie strony popytowej z długoterminowych kontraktów. Jak wiemy te czynniki kreujące popyt nie zostaną szybko zrealizowane, zatem wejście dużych graczy na polski rynek może być przez te bariery hamowane. Chciałbym jednak podkreślić, że od początku uruchomienia parkietu gazu otrzymujemy wiele pytań od przedstawicieli dużych koncernów. Z naszych dotychczasowych kontaktów z nimi wynika, że nasz rynek jest dla nich bardzo interesujący i na bieżąco monitorowany.

Czy liberalizacja ukraińskiego sektora gazowego jest istotna z punktu widzenia TGE? Jakie konsekwencje dla handlu gazem w Polsce może potencjalnie mieć?

Rynek ukraiński jest wielokrotnie większy od polskiego i z tego powodu interesujący – jeśli chodzi o możliwości współpracy. Jednak dzisiaj infrastruktura przesyłowa w Polsce jest historycznie ukierunkowana na przesył gazu z kierunku Ukrainy i pozwala na przesył niewielkich ilości paliwa w kierunku Ukrainy. Planowana rozbudowa sieci przesyłowej pozwoli wykorzystać potencjał tego rynku dopiero po 2019 roku, kiedy zakończymy planowane inwestycje infrastrukturalne. Polski terminal LNG i korytarz Północ-Południe mogą być interesującymi kierunkami dostaw dla Ukrainy, a z kolei Ukraina może być atrakcyjnym rynkiem dla Polski i pozostałych krajów Grupy Wyszehradzkiej.

Czy Ukrainę należy „podłączyć" do naszej giełdy gazowej?

Jest zbyt wcześnie na takie propozycje. Ze względu na wielkość rynku oraz położenie jest to dla nas naturalny partner, ale rynek gazu jest rynkiem infrastrukturalnym, więc o jakiejkolwiek współpracy będzie można mówić po zakończeniu planowanych inwestycji.

Jak Pan widzi rynek gazu ziemnego w Polsce po liberalizacji w 2020 roku? Jakie są nadzieje związane z procesem, jakie obawy?

W świetle zmian jakie zachodzą na polskim i europejskim rynku gazu, jest za wcześnie na wizjonerskie wnioski. Teraz powinniśmy skoncentrować się na tym, aby proces liberalizacji był przeprowadzany konsekwentnie w sposób zapewniający bezpieczeństwo dostaw do klientów. Budowa konkurencyjnego rynku gazu to proces złożony i zachodzi powoli, jednak optymistycznie patrzymy w przyszłość. Już teraz widzimy efekty zmian jakie zachodzą na tym rynku, który powoli staje się konkurencyjny. W ramach działającego przy Zarządzie TGE Komitetu ds. Rynku Gazu, składającego się z uczestników rynku będących naszymi członkami widzimy, że potencjał rozwoju strony popytowej jest duży, tylko należy umożliwić jej rynkowe działanie.

Chciałbym zwrócić uwagę na szerszy kontekst budowania rynku gazu w Europie. Na odbywającym się w czerwcu Europejskim Kongresie Finansowym jego uczestnicy przedstawili rekomendacje, które trafią do polskich i unijnych decydentów. W kontekście bezpieczeństwa energetycznego wypracowano rekomendację, która mówi o istotnej roli giełd energii. Zakłada ona, że państwa UE powinny tworzyć wspólny rynek gazu poprzez stopniową integrację kolejnych regionów Europy, z uwzględnieniem regionalnych różnic poprzez wykorzystanie mechanizmów giełdowych. W szczególności KE powinna wprowadzić mechanizmy zapewniające nie tylko bezpieczeństwo energetyczne, ale również niedopuszczenie do wykorzystywania gazu jako narzędzia politycznego szantażu. W tym zakresie UE powinna dążyć do wprowadzenia obowiązku sprzedaży części importowanego gazu przez giełdę, tzw. obligo giełdowe.

Jesteśmy teraz w bardzo kluczowym momencie jeśli chodzi o rynek gazu nie tylko w Polsce, ale i całej Europie. Dzięki temu, że Polska wyszła z inicjatywą uporządkowania zasad zakupów gazu, mamy szansę mieć wpływ na kształt tego rynku w przyszłości, a tym samym na zapewnienie sobie bezpieczeństwa energetycznego.

Rozmawiał Wojciech Jakóbik